苏59区块出水气井排采措施优选新方法

蒋贝贝 李海涛 杨舟洲 姜雨省 周天琪

（1.西南石油大学，四川成都 610500；2.中国石油西南油气田公司销售分公司，四川成都 610017；3.中国海洋石油采油技术服务公司，天津 300452；4. 中国地质大学，湖北武汉 430074）

苏59区块出水气井排采措施优选新方法

蒋贝贝1李海涛1杨舟洲2姜雨省3周天琪4

（1.西南石油大学，四川成都 610500；2.中国石油西南油气田公司销售分公司，四川成都 610017；3.中国海洋石油采油技术服务公司，天津 300452；4. 中国地质大学，湖北武汉 430074）

苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大，这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析，优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算，并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数，结合地层压力及实例井措施效果统计分析，制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场，为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法，具有较强的指导意义。

苏59区块；排水采气；Arps递减模型；优选新方法

苏59区块位于苏里格西区中部，属于典型的“低渗、低产、低丰度”三低气藏，区内气井普遍产水。由于单井产量低、携液能力差，部分气井井筒存在积液甚至水淹停产；随着该区块的进一步开发，积液井比例逐渐增大，严重制约气井的正常生产。虽然近两年也相继开展了泡沫排水、柱塞气举、压缩机气举等多项工艺研究和试验，但总体实施效果未能收到明显的经济效益。苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、地层压力系数（0.90左右）低［1-2］、单井产能递减类型差异大，排水采气措施制定时对单井控制含气面积、地层压力及气井产能因素的影响考虑较少，一定程度上影响了排采措施的针对性和适应性，也是造成较差经济效益的主要原因。

通过对4种产能递减规律的对比分析［3］，总结制定了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法，并制定了优选图版，可以用来较好地指导苏59及类似区块出水气井排采措施的优选制定。

1 气井产能递减规律分析及气井综合产能指数的确定

苏59区块在开发过程中，区内各单井表现出单井产能差异大、衰减快的生产特征，因此有必要对气井产能递减规律进行分析。对于苏59区块，如果气井产能相近、产能递减规律一致，那么此类井在含气砂体控制面积、储层物性、地层压力等方面就会比较接近，按照这样的规律对气井分类，更能反映出气井内在的本质特征。在此基础之上，再考虑气井出水量、地层压力下降与排采工艺间的适应性分析，最终制定出合理的排采措施。

目前分析油气井产量递减规律的模型主要有4种，分别是Arps产量递减模型、Blasingame产量递减模型、A-G产量递减模型、NPI产量递减模型［4-6］，利用这4种模型对59区块3口实例井做产能预测分析，对比各个模型得到的偏差值见表1。

表1 苏59区块三口实例井在4种不同模型下产气量的预测偏差

从表1可见，Arps产量递减模型偏差值最小，也即使用该模型对气井进行产能递减规律分析与苏59区块实际井情况最接近，因此，下面采用Arps递减模型对苏59区块气井进行产能递减规律分析。Arps根据矿场实际资料的统计研究得出产量递减规律的数学表达式为

式中，qr为参考产量，104m3/d；b为递减指数，无因次；Dr为参考递减率，d-1；tr为参考时间，d。其中递减指数b（0≤b≤1）取值不同，得到的递减规律也不一样（b=0时为指数递减，b=1时调和递减，b值介于0和1之间时为双曲递减；指数递减时产量递减得最快，其次是双曲递减，最慢的是调和递减）。

在Fekete F.A.S.T软件中，按照Arps产能递减模型对苏59区块39口动态产能评价分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井进行模拟计算，得到各井年产能递减率（Dn）、可采储量（EUR）和递减类型。为了更好反映单井控制含砂面积，地层压力、储层物性对排采措施的影响，利用Arps产能递减规律得到的结论，定义了单井综合产能指数QGD=EUR/Dn这一概念，并按照气井动态产能评价和综合产能指数对气井归类排序，结论见表2。

表2 苏59区块39口实例井Arps产能递减规律分析及气井分类

2 苏59区块气井地层压力确定

苏59区块单井地层压力数据需要计算才能得到，油田上只是有部分间断的静压测试数据，不连续、不完整，无法用来分析地层压力对排采措施的影响。因此，根据产气量、水气比（需敏感分析）、井身结构、油压并结合静压测试校正，利用pipesim软件对苏59区块部分气井地层压力进行计算，方便分析使用。因为计算过程繁琐、数据量大此处不详细介绍计算过程，只把计算结果给出来，见表3。

表3 苏59区块部分气井地层压力计算结果（28口井） MPa

得到了表3压力以后就可以结合已实施井的排采效果进行分析总结，得到适合苏59区块的排水采气优化措施原则。

3 苏59区块出水气井排采措施优选方法确定

苏59区块出水气井主要排水措施有泡排、气举、柱塞，间或有关井复压+泡排；其中，泡排是主体，其次是柱塞气举［7-9］，单纯气举井多是针对水淹井或积液较深的井恢复产能时使用。结合前面得到的气井综合产能指数、地层压力、产水量，从2011年4月份到2012年6月份对苏59区块绝大多数措施气井进行效果总结分析，得到这三因素对排采效果的影响规律。

表4 苏59区块排采措施气井效果分析

从表4分析主要得到以下结果和认识：

（1）Ⅰ类气井排采效果最好，Ⅱ类次之，Ⅲ类最差。

（2）综合产能指数越高，排采效果越好，反之越差。

（3）地层压力越高，排采效果越好，反之越差。

（4）气举和柱塞气举在所有类型气井中都能收到比较明显的效果；泡排措施在综合产能指数（20以上）和地层压力（15 MPa以上）都较高、地层出水量4 m3/d以内的井中效果明显，反之效果就差；泡排+关井复压在综合产能指数20以上、出水量小于2 m3/d、地层压力低于10 MPa时效果明显；关井复压在综合产能指数20以上、地层出水量小于1.2 m3/d、地层压力低于10 MPa时效果明显；间开措施所针对的井绝大多数综合产能指数很低（小于10），地层出水量较小（低于1.2 m3/d），效果一般较差。

根据以上分析结果以及现有对苏59区块出水规律的认识（95%以上同层沉积水［10］，气井出水量绝大多数4 m3以内），下面确定适合苏59区块排水采气措施优选的新方法。

（1）根据动态产能评价将气井分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，利用Arps产能递减规律计算出各单井产能的年递减率Dn和气井可采储量，进而计算出气井综合产能指数QGD。

（2）根据单井资料，利用pipesim软件求得不同时期不同产气量条件下气井地层压力。

（3）根据苏59区块单井出水规律，判断气井出水类型和出水量并预测未来出水变化（此部分已有成果和认识可供参考）。

（4）制定排采措施，见表5。

表5 苏59区块出水气井排采措施优选图版

（5）对于苏59区块极少部分处于沉积水富集区产水量很大（30 m3/d左右）的气井来说，上述优选方法不再适用，这时可以考虑电潜泵和机抽方式进行排水采气，此处不做详细分析。

4 结论

（1）优选出Arps产量递减模型作为苏59区块气井产能递减规律分析模型，计算并得到了实例气井的递减类型、年产能递减率及单井可采储量，提出了反映气井内在实质（单井控制含砂面积，地层压力、储层物性）的综合产能指数这一概念。

（2）根据产气量、水气比、井身结构、油压并结合静压测试校正，利用pipesim软件计算得到了苏59区块多数措施气井的地层压力，用于分析其对排采措施优选的影响。

（3）通过对苏59区块绝大多数措施气井排采效果的统计分析，取得了4点重要认识，用于指导排采措施优选方法的制定。

（4）制定出了适合苏59区块排水采气措施优选的新方法，并给出了详细的优选图版，对苏59及类似区块出水气井排采措施的优选制定有显著意义。

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［3］ ARPS J J.Analysis of decline curves［J］.Trans AME,1945（160）: 228-247.

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［5］ AGARWAL R G,GARDNER D C,KLEINSTEIBER S W.Analyzing well production data using combined type curve and decline curve concepts［R］.SPE 57916，1988.

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（修改稿收到日期 2013-08-26）

New method of gas recovery by water drainage measure optimization for water bearing gas wells in Su-59 block of Sulige Gas Field

JIANG Beibei1, LI Haitao1, YANG Zhouzhou2, JIANG Yusheng3, ZHOU Tianqi4
（1. Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China;2. Sales Branch of Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu610017,China;3. CNOOC Oil Production Technology Service Co.,Tianjin300452,China; 4. China University of Geosciences,Wuhan430074,China）

The main gas formations of Su-59 block have the characteristics of isolated distribution of gas-bearing sandstones, low gas saturation, low formation pressure coefficient and great difference of gas well productivity, which brings great difficulties for the optimization of measures of gas recovery by water drainage for water bearing gas wells. Through comparative analysis, the Arps gas production decline analysis model was chosen to analyze most of the gas wells in Su-59 block, and theQGD, integrated gas well production capacity index, was put forward, which reflects the single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. According to theQGD, formation pressure and the statistical analysis of implementing wells, a new method of determining implementing measures for Su-59 block is formed. The new method concerns not only the effect of gas production and water production to the measures of drainage gas recovery, but also the effect of single well controlled gas-bearing area, formation pressure and reservoir properties. It will be great significance for the gas wells in Su-59 block or similar blocks to determine measures of gas recovery by water drainage with the new method.

Su-59 block; gas recovery by water drainage; Arps gas production decline analysis model; preferred new method

蒋贝贝，李海涛，杨舟洲，等.苏59区块出水气井排采措施优选新方法［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：79-83.

TD712.6

：A

1000–7393（2013） 05–0079–05

蒋贝贝，1984年生。2011年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，获硕士学位，现主要从事油气开采及完井方面研究，在读博士研究生。电话：15928430178。E-mail：jiangboy1984@126.com。

〔编辑 薛改珍〕